常减压规程(2).

1、常减压、减粘联合装置工艺操作规程1、 工艺原理1.1原油的预处理 从地下开采出来的原油大多含有水和无机盐，原油中含水量不一致， 当向地层注水提高采油率时，原油含水量迅速上升，有时高达10-20 ，原油中含盐量变化也较大，含盐量主要受地层结构及组成的 影响，有的原油含盐量高达每升几百毫克，甚至更高。原油从油井开采出来以后，一般都在油田进行初步脱水脱盐但脱水 和脱盐的结果仍不能满足加工原油时对原油含水和含盐的要求，因 此，在原油加工前，还要再次进行脱水脱盐。1.1.1原 油含水含盐的危害性 原油含水和含盐给原油运输、贮存、加工、设备腐蚀、产品质量都带 来了危害。原油含水给运输和贮存增加负荷，增大动

2、力消耗。 原有含水影响装置的正常操作，原油中的水即使只有 1，但是随着 原油在加热过程中气化，由于其分子量只有 18. 因此其蒸发后的体积 比同样重量的油大的多， 是塔的气相负荷急剧增加， 造成常减压装置 操作波动，影响产品质量，严重时会造成塔内超压甚至发生冲塔事故。 水的汽化同时也造成系统的压力降增大， 原油泵出口压力上升， 增加 了动力消耗，而且水的汽化潜热较大( 2256.7NJ/t )，原油换热过程 中大量吸收热量，致使原油换后温度下降。原油中所含有的无机盐类主要为氯化钠、氯化镁、氯化钙。在原油加 工过程中由于氯化镁、 氯化钙水解产生强腐蚀性的氯化氢， 尤其在溶 于水形成盐酸后富腐蚀就

3、更加严重， 这种腐蚀常发生在塔顶冷凝冷却 系统。另外，在加热炉管及换热设备中，由于水份蒸发使盐沉积下来 而结垢，影响传热，同时使炉管寿命缩短，压力降增大，严重时可使 炉管或换热器堵塞，造成装置停工。 原油加工后，无机盐类进入重油渣油中，将影响燃料油、沥青的产品 质量并造成重油加工的催化剂中毒。 为了消除原油含水含盐对加工过程的危害， 一般要求原油在加工前进 行脱水脱盐， 本装置采用二级电脱盐设备， 脱后原油含水量要求小于 0.1 %，含盐量要求在 3哑/1-5哑11.1.1.2脱 水脱盐原理 由于原油中的盐类， 大部分是溶于所含水中的。 因此脱盐脱水时同时 进行的，原油脱盐的原理是将盐分用一定

4、的淡水稀释， 将悬浮在油中 的盐分溶解洗掉，然后借助于盐水密度差，把水和盐脱除，它们的分 离，基本符合球形粒子在静止流体中自由沉降斯托克斯定律。 原油中的水由于天然乳化剂（胶质、沥青质）的存在及开采、输送过 程中的剧烈扰动， 形成了高度分散的邮包水性乳状液， 因此要加入适 当的破乳剂来破坏油水界面的吸附膜， 而与破乳剂形成一个较弱的吸 附膜，并容易受到破坏。在一定的压力和温度条件下， 加入适当的破乳剂， 使原油破乳的方法 为化学脱水法，然而这种方法虽有效果，但毕竟不是快速的，为了提 高破乳效果，常采用电化学脱水法。电化学脱水法是在化学脱水法的基础上， 引入高压电场 （通常为交流 电场），原油中

5、水滴不断受到吸引、排斥和振荡的结果而变形，水滴 表面的保护膜受力不均匀而遭到破坏，小水滴合成大水滴而沉降。 对于原油量较高的原油， 原油中有固体结晶盐存在， 结晶盐被油膜包 围，是一种油包盐的分散体系，也可用破乳剂来破坏，所以处理含有 结晶盐的原油时，一方面要加入淡水洗盐，同时也要加入破乳剂，提 高脱盐效果。1.1.3影响原油脱水脱盐的因素1.1.3.1温度脱水脱盐过程中要在一定的温度条件下进行， 温度升高， 可以降低原 油的密度和粘度， 在一定范围内就意味着增加油水的密度差， 减少水 滴阻力，有利于水滴运动。 国内几种原油的脱水脱盐温度一般控制在120C-135 C之间。原油脱盐脱水温度不应

6、太高，一是有可能使油水 两相的密度差反而减少， 二是原油的导电率随温度的上升而增加， 温 度过高不但不会提高脱水脱盐效果， 而且可能由于电流过大， 造成变 压器跳闸而不能正常送电。1.1.3.2压力在原有脱水脱盐时， 维持一定的压力是很有必要的， 目的是为了防止 原油的轻组分和水份的汽化，引起油层搅动，影响水滴的沉降分离， 压力与原油轻组分含量和加热温宿有关， 必须保证压力大于该温度下 水的饱和蒸汽压，一般采用 1.0MPa-1.6MPa。1.1.3.3注水量及注水量位置原油中的盐类不仅溶解于原油中的水相， 还会分散于油中， 如果不能 使含于原油中的盐溶解于水。 则不能将盐从原油中脱除， 原油

7、电脱盐 脱水过程中加入淡水， 目的是洗去原油中的结晶盐。 促进乳状液破乳。 加强脱盐效果，注水量与原油性质和电场梯度有关， 原油中含盐多时， 应当多注水，以便使盐充分溶解， 来提高脱盐效果， 但水是良好导体， 注水过多就会在电极间出现短路，破坏电场平稳操作。 淡水注入位置， 可在原油泵入口处或在加热器入口处， 也可在电脱盐 灌入口处， 一方面要考虑混合良好提高洗盐效果， 另一方面要防止过 度混合，形成牢固的乳状液，影响脱水脱盐效果。1.1.3.4破乳剂注入量一般在lOOPPm左右，注入位置可与淡水同时注入，也可单独 注入。1.1.3.5电场梯度和原油在电场内的停留时间 原油电脱盐脱水效率主要取

8、决于电场梯度的大小和原油在电场中的 停留时间。从破乳化效果考虑， 应维持较大的电场梯度较好， 但在实际操作中电 场梯度大， 会使原油中的水滴串联起来造成电极短路， 这种情况尤其 在原油含水含盐较多时更为严重， 在实际操作中， 电场梯度选择的低 些，对原油含盐含水量变化的适应能力较强， 目前电场强度一般控制 在 700V/ cm-1000 V/ cmo 原油脱水脱盐的效率还与原油在强电场内的停留时间有关， 所谓的强 电场是指下层电极以上的电场， 这里的电场梯度称为强电场强度。 实 践表明，原油在电场内停留时间一定时， 脱盐效率随电场梯度的增加 而提高。在同一电场梯度下，脱盐效率随停留时间的延长而

9、提高，但 是脱盐效率的提高只有在停留时间小于 2分钟，电场梯度小于 1500 V/ cm的条件下才较显著，超出此范围，随着停留时间的延长和电场强度 的提高，单位原有的耗电量就会上升。1.1.3.6电脱盐罐的结构（ 1）采用卧式灌和水平电极板，增加了电极板面积，提高了其原油 处理量，降低了耗电量。（ 2）电极板由多层减少到二、三层，加大极板间距离和极板尺寸， 降低电场梯度和原油在电场中的停留时间，有利于扩大处理量。（3）选用下大上小的极板间距离，原油先经过间距大、电场梯度小 的极板脱水，然后由下而上，通过电极梯度大的极板，使顽固的乳化 液在苛刻的条件下破乳。（ 4）电极板加长加宽，消除边壁效应，

10、增大电场水平截面积，这样 使极板于器壁形成边壁电场，提高脱水脱盐效果。（5）原油进出口管采用与电极等长的筛孔管，使喷出的含水原油能 均匀的进入电场，从而保证了电场的平稳，提高脱水脱盐效果。（ 6）针对瓷质绝缘吊挂易损坏的缺点， 改用聚四氟乙烯吊挂电极板， 减少吊挂的直径和长度，有耐用、轻便、好换、安全等优点。1.2简单蒸馏与精馏原理 原油蒸馏是原油加工的第一步，因此，也称为初馏，原油初馏是将原 油分流成各种石油馏分， 这些馏分再经加工精制后， 即得各种石油产品。蒸馏就是将原油加热，其中轻组分汽化，将其导出冷凝，即使原油中 轻重组分分离的过程。原油加热时在换热器和加热炉炉管内进行的， 当原油加热

11、到规定的温度后， 便引入分馏塔进行分离， 原油在分馏塔 内分离的过程称为精馏。精馏和蒸馏时 两个不同的过程。1.2.1相平衡、泡点和露点任何液体内部的分子都在不停的运动， 分子的运动速度受外界影响很 大，靠近液体表面的分子， 由于受热运动速度快，就有可能克服相邻 分子的吸引力跑到液面之上的空间， 这就是蒸发或称汽化， 除了温度 条件外，增加液体蒸发表面积，降低蒸发表面压力。都可以使更多的 液体分子离开液体表面蒸发出来。上面这种蒸发过程， 如果发生在密闭的容器中， 则蒸发出来的分子不 逸散，而是集聚在液体上表面的空间，形成一个汽相，汽相中的分子 也是不停的运动，有些分子还能跑回到液体中，这就是冷

12、凝，是蒸发 的反过程。 蒸发和冷凝式同时存在的， 只是在开始时蒸发的速度大于 冷凝的速度，此后，蒸发处的分子多了。冷凝回到液相中的分子也随 之增多，汽相称为饱和蒸汽，液相称为饱和液体。饱和蒸汽所具有的 压力称为饱和蒸汽压。当外界条件改变时， 上述的汽液相平衡即被破坏， 直至新的汽液相平 衡重新建立，由于液体蒸发随温度上升而增加，所以，不同温度下， 油不同的饱和蒸汽压。饱和蒸汽压的大小，表示了液体的蒸发能力， 饱和蒸汽压仅与液体性质和外界温度有关，与液体数量多少无关。 一种液体在升高温度时饱和蒸汽压也不断升高，当升高到某一温度 时，其饱和蒸汽压和外界压力相等，此时蒸发不仅在液面上进行，液 体内部

13、分子也都在汽化， 这种现象叫做沸腾， 沸腾时的温度称为沸点， 低于沸点，蒸发只能在液体表面上进行，在沸腾时，外界供给的热量 全部做蒸发潜热（或称汽化热） 、沸点不变，直至液体全部汽化为止。 原油和石油馏分都是由各种经类组成的混合物，它们没有固定的沸 点，只有一定的沸点范围，在一定压力下，将油品加热，从开始汽化 到汽化终了的整个过程也是如此， 液体油品加热开始沸腾出现的第一 个汽泡的温度称为泡点，液体油品完全蒸干时的温度称为干点。 对于纯物质而言，在一定压力下，它的泡点、露点、沸点均相等，整 个蒸发与冷凝过程都是在汽液相平衡状态下进行， 所不同的事混合物 各组分都在汽液相之间建立各自的平衡关系，

14、 同时在汽化过程中， 混 合物液相组成中重组分浓度不断增加， 汽化温度也就不断升高。 混合 物气体冷凝时，气相中轻组分浓度不断增加， 冷凝温度也就不断下降。1.2.2几种蒸馏方法1.2.2.1一次汽化和一次冷凝 液体混合物在加热后， 产生的蒸汽和液体密切接触， 待加热到一定温 度时，汽液两相一次分离， 这种分离过程叫做汽化。原油的一次汽化 （又称平衡蒸发）在一次汽化过程中，混合物中各组分都有部分汽化， 由于轻组分的沸点低，易汽化；重组分的沸点高，难汽化，所以一次 汽化后的汽相中含有较多的轻组分， 液相中则含有较多的重组分， 但 是不可能将轻重组分完全分离。一次冷凝于一次汽化是相反的过程， 在冷

15、凝过程中形成的冷凝液体不 与汽相分开，与汽相成平衡状态，直到混合物冷到一定温度，才将冷 凝液体与未冷凝的气体分离，在冷凝过程中，重组分先冷凝，所以气 体混合物经过一次冷凝后， 汽相中含较多的轻组分， 但是同一次汽化 一样，不可能将轻重组分完全分离。1.2.2.2渐次汽化和渐次冷凝在汽化过程中， 随时将汽化处的气体与液体分离称为渐次汽化， 是一 种间歇式的蒸馏方法， 实验室中的恩式蒸馏和实沸点蒸馏属于渐次汽 化。渐次冷凝与渐次汽化相反， 冷凝液不断与气体混合物分离， 随着气体 的温度下降，气体混合中重组分浓度不断减少， 经组分浓度不断增加， 直至达到规定的冷凝温度为止。 蒸馏塔顶产品的冷凝冷却即

16、为渐次冷 凝过程。1.2.2.3两种汽化与冷凝方式的比较 一次汽化气相与残液始终处于相平衡状态， 渐次汽化只有刚生成的 微量气体与残液处于相平衡状态， 渐次汽化时多次微小的一次汽化所 组成。同一液体混合物在相同的压力下采用不同的汽化方法， 开始的汽化 温度时不相同的，一次汽化的泡点，较渐次汽化的初馏点为高。同一液体混合物在相同的压力下， 采用不同的汽化方法， 一次汽化 过程全部汽化时的温度与原始组分有关， 如混合物中轻组分多， 则全 部汽化所需温度就低些。 渐次汽化过程全部汽化时的温度与原始组成无关，由于最后的是残余的重组分，所以汽化终了时的温度，就是重 组分的沸点。在一定压力下，温度相同，一

17、次汽化的汽化率要比渐次汽化大，在 同一汽化率时，一次汽化所需的温度比渐次汽化为低，换句话说，汽 化处相同的数量的油品时，一次汽化所需的温度较渐次汽化为低。1.2.3精馏原理与回流的作用 一次汽化（一次冷凝）和渐次汽化（渐次冷凝） ，都能使混合物达到 一定的分离作用，但都难以分离的精确，工业上 没有实际意义，生 产中为取得一定纯度的 产品，必须采用精馏的方法，即多次的同时 利用汽化与冷凝的方法来分离混合物。1.2.3.1精馏的过程与方法原油的分离是在分馏塔内完成的， 加热后的原油以汽液混合状态进入 塔中，再进料段经一次汽化，使绝大数应蒸出的馏分与液相分离，油 气上升，未汽化部分下降流入塔底， 上

18、升的油气在塔内令其温度逐渐 降低，就会出现部分冷凝的现象。 首先冷凝的时沸点较高的常四蜡油， 未冷凝的汽相中主要是沸点较低的汽油、煤油、柴油，再降低温度令 其部分冷凝时， 依次冷凝的柴油、 煤油，最后不能冷凝的是汽油蒸汽。 此时在分馏塔底取得较高的高沸点馏分， 塔自下而上可取的蜡油、 柴 油、煤油等馏分， 自塔顶可取的汽油馏分。根据需要也可从塔的侧线 分出轻重不同的其他产品。汽相混合物在塔上部逐渐降温冷凝， 气体降温冷凝要放出热量， 这部 分热量是通过回流取走的，同时从塔的不同位置采用中段回流取热， 使分馏塔形成自下而上温度逐渐降低的温度梯度， 以便于切割出不同 馏分的产品。精馏过程的实质可概

19、括为：不平衡的汽液两相，经过热交换，汽相多 次部分冷凝，与液相多次部分汽化相结合的过程。1.2.3.2实现精馏的必要条件 混合物各组分间存在着汽化能力的差别， 是使用精馏方法将各组分分 离的依据，但是没有必要的外部条件，这种分离是不可能的，为使精 馏过程能够进行必须具有下面两个条件：a. 汽液两相必须充分接触，精馏塔内装有多层塔盘（或填料） ， 就是提供汽液接触的条件， 汽液两相在塔盘上达到分离的极限 是两相达到平衡，如果要使轻重组分达到充分分离，就要用多 层塔盘。根据产品的提浓程度和待分离组分的性质，来决定所 需的塔板数，塔板数多，分离程度就增加。例如：分离汽油、 煤油、柴油一般需要 4-8

20、 块塔板， 而分离苯、 甲苯、二甲苯时， 由于这些组分间沸点差小，又要求产品纯度高，分离时需要数 十块以上的塔板。b. 气液两相接触时， 上升的高温气相中轻组分的浓度要低于平衡 时的浓度，而下降的低温液相中轻组分的浓度要高于平衡时的 浓度，由于汽液两相不平衡方能发生精馏作用，塔内的回流作 用就是提供下降的液体，用来补充气相中的轻组分和接受上升 的气相中冷凝下来的重组分，并造成沿塔自下而上温度逐渐降 低，塔顶回流应采用塔顶馏出物或组分与塔顶产品相近的产品。1.2.3.3回流的作用和回流方法塔内回流的作用有两种，一种是提供塔板上的液相回流，造成汽 液两相充分接触，达到传热传质的目的；二是取走塔内多

21、余的热 量，维持全塔热平衡，以利于控制产品质量。在塔内打入的回流 量，常用回流比来表示，回流比等于回流量和塔顶产品流量的比 值。增加回流比，塔板上回流量增加，使上升的气相的温度降低 的很多，轻组分也就冷凝的很多，同时随回流比增加，从液相回 流转入气相的轻组分也增多，也就是说气相从回流中补充了更多 的轻组分。结果造成上升气相中轻组分浓度的增加，提高了塔板 的分离效能， 回流比和塔板数的关系是： 当产品分离程度一定时， 加大回流比，可适当减少塔板数，但是增加回流比是有限度的， 塔内回流的多少是根据全热平衡决定的。回流比过大会影响轻组 分的效率。同时造成塔的侧线产品和塔的产品不合格，此外回流 过大会

22、使塔顶冷凝冷却的负荷加大，增加操作费用。选用恰当的 回流比，既要提高塔板分离效果，减少塔板数，又要考虑上述不 利的影响。根据取走回流热的方式不同，回流方法有冷回流、热回流、循环 回流等。冷回流；将部分塔顶产品以过冷液体状态打入塔顶， 控制塔顶温， 提供塔内回流，保证产品质量。热回流：在塔顶装有部分冷凝回流罐，将塔顶蒸汽部分冷凝成为 液体做回流，回流温度与塔顶温度相同，它只吸收汽化热，所以 回流量较大。热回流也可有效的控制塔顶温度，适应于小型塔。 循环回流：上面两种回流都是从塔顶取出全部回流热，由于塔顶 馏出物温度低， 带出的热量很难回收利用， 需要庞大的冷却设备， 并且造成塔内上、下负荷很不均

23、匀。为了改变这种状态，广泛采 用中段循环回流。循环回流是将塔侧的部分液相馏分抽出，经换 热冷却后，重新送回抽出板的上方一块或几块塔板处作为回流。1.2.4水蒸汽蒸馏与减压蒸馏原理 精馏是利用汽化冷凝的方法，将不同沸点的混合物分开，原油中 重组分的沸点很高，在常压下蒸馏时，需要加热到较高的温度， 但是当原油加热到370C以上时，其中高分子经类对热不稳定， 容易分解影响馏出物的质量，为此，对于蒸出高沸点馏分时常采 用水蒸汽蒸馏和减压蒸馏。1.2.4.1水蒸汽蒸馏 原油蒸馏装置采用水蒸汽蒸馏的方法来降低油品的沸点。即在蒸 馏塔的塔底或塔侧线吹入过热水蒸气，由于水和油形成互不相溶 的混合物，根据道尔顿

24、分压定律，在塔内总压力保持一定时，塔 内总压力等于水蒸汽分压和油气分压之和，这时油是在一定的油 油气分压下进行蒸馏，也就是水蒸汽帮助了油品在低温下汽化和 沸腾，吹入水蒸汽越多，形成水蒸汽分压九越大，油气分压就越 小，油品沸腾所需的温度就越低。使用的蒸汽通常是过热蒸汽，水蒸汽温度应高于或等于被蒸馏油品的温度。1.2.4.2减压蒸馏（干式）减压蒸馏是利用蒸汽喷射抽空器将减压塔内的气体抽出，使塔内形成负压，常压渣油经过减压炉加热，在低于大气压力下进行汽化（蜡油组分）蒸馏，这样较高沸点的馏分就在低于它们常压沸点的温度下汽化蒸出，这样不至于在常压下汽化，因温度过高而 造成渣油热分解或结焦影响正常生产。1

25、.2.4.3渣油减粘减粘装置是以减压渣油为原料，在较低温度下（368C）,经过延 迟反应器，渣油发生轻度的热裂化，产生部分气体（ 1）和轻组 分（ 2），使渣油粘度降低，生产合格的燃料油。1.3一脱四注1.3.1一脱即原油电脱盐， 脱除原油中水分及无机盐类 （ NaCI,CaCI2,MgCI2） . 由于CaCb,MgCl2较难脱除，水解后产生HCI溶于水形成盐酸，对 设备具有腐蚀作用。因此。电脱盐不仅要降低总盐量，同时也要 降低CQ+、Mg+含量，才能减轻设备腐蚀，因此常米用二级电 脱盐工艺。1.3.2四注1.3.2.1原油注碱原油电脱盐后注入纯碱（NaCO）或烧碱（NaOH 溶液，原油中

26、的NaCI、MgC2、CaCb，经过电脱盐后可除去90%，但仍有部分 残留在原油中，NaCI在低温下部水解，但MgC2在120C水解率显 著增加，水解后产生盐酸(HCI)。由于含硫原油加工过程中产生 了 H2S出现冷凝水后，形成 HCI-HtS-HO强腐蚀性介质，H2S和 HCI互相促进，构成循环腐蚀。Fe+ 2HCI FeCb + fFeCL+ HS FeS+ 2HCIFe+ HS FeS+ Hb 在露点部位尤为严重。采用注碱后：MgC2 + NaCO 2NaCI+ MgCCXCaCb + NaC 2NaC 1+ CaCOj或者：MgC2 + 2NaO2NaCI + Mg(OH)CaCI 2

27、 + 2NaO2NaCI + Ca(OH)生成不易水解的 MgCO CaCO、Mg(OH2、Ca(OH)2.另 外中和水解产生的HCI及原油中的环烷酸及部分硫化物，减轻高温重 油部位的腐蚀。由于 Na+对常减压后续装置加工危害很大，现已不 注。1.3.2.2挥发线注氨由于挥发线部位温度较低， 已有冷凝水产生， 原油经电脱盐及注碱后， 仍有部分HCI(约5%-10%)在低温部位形成严重腐蚀，因此在挥发 线注氨，以中和水冷凝前的 HCI。NH - HC+ HCI-NH4CI + H2O注氨也中和了 H2S,使生成的F2S保护膜不被破坏，进一步降低了腐注入量应按冷凝水的PH值控制，PH值一般控制在7

28、.5-8.5之间。1.3.2.3挥发线上注缓蚀剂（或碱性水） 通常将碱性水注入挥发线， 进行急冷，使冷凝器的腐蚀移到馏出线内， 中和和稀释HCI溶液，溶解NHCI，防止NHCI堵塞及腐蚀设备，注 水量一般为塔顶馏出总量的 5为宜。1.4设备的腐蚀及防腐炼厂设备由于腐蚀而损坏设备， 影响开工周期， 尤其加工含硫原油或 电脱盐系统不好时， 腐蚀更加严重。 按腐蚀部位不同分为高温重油及 低温轻油两部分。1.4.1高温重油部位腐蚀 高温重油部位的腐蚀主要由原油中的活性硫（硫，硫化氢，硫醇）在 高温条件下引起的腐蚀， 通常集中在加热炉管内壁， 各塔塔底系统等 高温部位。1.4.2低温轻油部位腐蚀是由于原

29、油中无机盐如：MgC2水解产生HCI，硫化物分解产生HS, 遇到冷凝水时形成HCI-HzS-fO腐蚀，其集中在分馏塔塔顶及冷凝冷 却系统，尤其以常压塔塔顶及其冷凝冷却系统的腐蚀更加严重。 另外，石油中的环烷酸对设备的腐蚀也不容忽视。1.4.3设备的防腐措施1.4.3.1高温重油部位衬以耐腐蚀材料143.2采用一脱四注工艺，消除HCI的产生，同时抑制它的腐蚀作用，但对含硫原油并不起决定作用。1.5基本定律1.5.1道尔顿分压定律 混合气体的总压力等于各组分气体的分压力之和， 其组分在混合气体 中的分压力等于它单独占有与混合气体相同体积时产生的压力， 这个 关系就叫做道尔顿分压定律。其数学表达式为

30、：P=P1+ P2+ PiPi=YiP式中：P-混合气体的总压力Yi-i 组分在混合体中的摩尔分数1.5.2拉乌尔定律 理想溶液达到汽液相平衡时，组分在汽相中的分压 Pi 等于该组分在 纯态时的饱和蒸汽压 Pi 与它在溶液中的分子数 Xi 的乘积。 其数学表达式为： Pi= Pi Xi1.5.3亨利定律 在一定的温度下，气体在液体中的浓度与该气体在气相中的分压成正 比。其数学表达式为： Pi= EiXi式中： Pi- 与液相平衡时气体在气相中的分压Xi- 气体在溶液中的浓度（摩尔分数）Ei- 亨利系数，单位同 Pi1.5.4分体积定律混合气体中某一组分， 在其单独存在与混合气体的总压强相等，

31、并与 混合气相温度相同的条件下所占有的体积， 称为混合物中这种组分的 分体积。各组分的分体积之和等于混合气体的总体积。其数学表达式为：V=V1+V2+ +Vi式中：V-混合气体的总体积V1,V2, Vi- 第 1，2，i 组分的分体积2. 工艺方法及过程2.1工艺方法2.1.1装置工艺介绍本装置为燃料型常减压整流装置，原油经过换热升温至130 C进入三级电脱盐进行脱盐脱水，脱盐后原油经第二次升温至228C，此时，脱盐原油进入初馏塔， 在初馏塔内降压初馏， 原油中所含的水及轻组 分，通过初馏塔顶引出，进入初顶回流罐，初底原油在经第三次换热 至280C进入常压炉，经过常压炉将初馏后的原油加热到37

32、5C进入常压塔第 4 层塔板上，通过常压塔顶及三条侧线分馏出不同的产品馏 分。产品分布为常顶汽油：常一线柴油；常二线柴油；常三线蜡油；常底 重油经常底泵抽出后分三部分： 一部分作为加热炉燃料， 一部分送到 催化作为重油裂化原料，最多部分送至减压炉加热至 385C进入减压 塔。减压塔为全填料干式减压塔；减压塔有四条侧线，主要为催化提 供原料蜡油；减压渣油根据原料的不同可生产沥青原料送出装置或生 产减渣经过减粘装置生产合格的燃料油。2.1.2本装置的工艺特点2.1.2.1采用无压缩机会回收液化气新增轻径回收系统， 采用无压缩机回收液化气工艺技术方案， 以降低 投资，简化流程。2.121.1初馏塔采

33、用加压操作，操作压力为 0.25MPa,控制初馏塔 顶回流罐不排放不凝气， 使液化气组分被初顶油吸收， 实现无压缩机 回收液化气的目的。2.1.2.1.2初顶回流罐控制在泡点状态，既可以减少初顶油进脱丁烷 塔的换热量，也可提高分馏精度。2.1.2.1.3本次改造设计对轻径回收系统统一考虑，当轻径回收系统 在前期尚未建设时， 初馏塔降压操作， 将初顶瓦斯引至催化装置回收 轻径。2.1.2.1.4初馏塔采用石油大学HTV船型浮阀塔盘。2.1.2.2常压塔采用组合型高性能塔盘本次改造常压塔保持原直径不变（即壳体利旧）可达到300X 104t/a的规模，同时为尽可能降低投资，获得良好的分馏效果，改造设

34、计综 合采用清华大学ADV矩形塔盘，ADV塔盘为综合高性能塔盘，主要由 微分复合浮阀阀体、多折边倾斜式降液管和高效的鼓泡促进器等组 成。该塔盘可最大程度的避免传统塔板气液流动的不均匀状态， 使塔 板既具有高的通量又具有高的分离率。2.1.2.3采取有效措施。提高加热炉负荷及效率。2.1.2.4应用“窄热”换热网络优化技术和采用强化传热设备。2.1.2.4.1 综合“窄点”换热网络优化技术2.1.2.4.2换热网络热量回收优化分析2.1.2.4.3基本换热网络的优化分析2.1.2.4.4冷换设备的优化选型2.1.2.5采用有效的工艺和设备防腐、抗腐措施考虑到加工原油品种变化及装置处理原油适应性

35、（0.5 （m/m）-1.0 （m/m硫含量），当原油的硫含量大于 0.5 %（m/m时，加工过程油含硫腐蚀发生， 因此改造设计充分考虑低温硫和高温硫的防腐抗腐 措施。装置除正常的电脱盐、注水、注缓蚀剂和注氨，主要设备选材，遵循 化学性能满足生产要求、物理机械与加工工艺性能满足设计加工要 求、经济合理和耐腐蚀等原则， 对不同的腐蚀部位及腐蚀形式分别选 择（或更换）像是一道耐腐蚀金属材料，或对金属材料进行有效的抗 腐蚀处理。为减缓设备腐蚀， 除采用一脱三注工艺防腐外， 对不同的腐蚀部位及 复试形式分别选择相适宜的耐腐蚀金属材料，对加热炉炉管采用Cr5Mo部分高温换热器壳程采用16M门冉ocR13

36、管程采用OCr18Ni10Ti、部分新增管道采用 Cr5Mo初馏塔上部、常压塔、常压汽提塔阀体及塔板采用 OCr18Ni9Ti 等耐腐蚀材料。2.1.2.6采用全填料干式减压 在炉和塔管不注水蒸汽的情况下， 塔的初馏段在较高的真空度 （98kPa 左右）和较低的温度（370C）下操作，为此在塔内部结构采用了处 理能力高，压降小，传质传热效率高的新型金属填料(英特洛克斯填 料和格里希格栅填料) ，另外采用三基抽空器以保证塔顶高真空度， 减压炉管三级扩经， 取消减压炉出口阀及利用减压炉管吸收减压塔转 油线的热膨胀量， 保证炉管内介质在接近等温汽化条件下操作， 以减 少压降并防止发生局部过热， 采用

37、低速转油线以获得低的压力降和温 度降。2.1.2.7采用了烟气回收系统，提高了空气入炉温度，减少了燃料的 消耗，降低了加热炉负荷， 提高了加热炉的效率，使两炉效率保持在 88.2.2工艺流程说明 装置改造后，可单开常压(优化方案) ，同时适应开轻径回收 / 或减压 部分，具有较大灵活性。原油自灌区原油泵升压后分为四路，一路与初顶油气换热 E-001/1, 一路与初顶油气换热 E-001/2 ；一路与常顶油气换热 E-002/1 换热： 另一路常顶油气换热 E-002/2 换热；四路原油合并后依次进入原油 - 常一线油换热器 (E-101) 、原油 - 减顶循环油换热器 (E-102) 、原油

38、- 常二II换热器(E-103)、原油-常三线油换热器(E-104)、原油-减二 线油换热器 (E-105) 、原油-减三线油换热器 (E-106) 、原油-减渣 III 换热器(E-108/1-2 )换热至130C进行三级电脱盐罐(D-101/1-3 ), 在电场作用下进行脱盐脱水。经三级脱盐脱水的脱后原油依次经原油-常二(I )油换热器(E-109)、 原油-常二(I )油换热器(E-109)、原油-常一中(I)油换热器(E-110)、 原油-减渣II换热器（E-112/1-2 ）、原油-常二中热器（E-114）、原 油-减一中换热器（E-113 ）、原油-减二中换热器（E-117/2-3

39、 ）、原油 -减二中换热器（E-117/1 ）换热至280 C进入初馏塔（C-101）。 初顶油气经初顶油气换热 E-001/1-2 和初顶空冷器 EC-102 及初顶后 冷器E-131/1-2冷凝冷却后进入初顶汽油回流罐 D-102进行油、气、 水分离，初顶油经初顶回流泵 P-103/1-2 抽出后分为两部分， 一部分 返回塔顶作为塔顶回流，另一部分与常顶汽油合并后进入初常顶精 制，精制后的初常顶油进入脱硫醇装置进行脱硫处理后作为石脑油产 品送出装置，初顶瓦斯送至炉区初常顶瓦斯罐缓冲后作为加热炉燃 料。初底油由泵初底泵 P-104/1-2 抽出后依次经初底油 - 减四线油换热器 E-120

40、和初底油 - 减渣 I 换热器 E-118/1-4 换热，换热后的初底油合 分成二路进入常压炉（炉 -101 ）加热后进入常压塔 C-102。 常顶油气经初顶油气换热 E-002/1-2 和常顶空冷器 EC-101 及常顶后 冷器E-132/1-2冷凝冷却后进入常顶汽油回流罐 D-103进行油、气、 水分离，常顶油经常顶回流泵 P-102/1-2 抽出后分为两部分， 一部分 返回塔顶作为塔顶回流，另一部分与初顶汽油合并后进入初常顶精 制，精制后的初常顶油进入脱硫醇装置进行脱硫处理后作为石脑油产 品送出装置，常顶瓦斯送至炉区初常顶瓦斯罐缓冲后作为加热炉燃 料。常一线油从常压塔 C-102 第 3

41、9层塔板自流进入常压汽提塔 C-103 上 段（常一线汽提塔） ，在此用蒸汽进行汽提，汽提后的常一线油由常一线油泵 P-105/1-2 抽出。经原油 -常一线油换热器 E-101 换热后和 常一线冷却器 E-133 冷却后与常二线混合后进入电精制部分， 精制后 出装置。常二线油从常压塔 C-102 第 27层塔板自流进入常压汽提塔 C-103 中 段（常二线汽提塔） ，在此用蒸汽进行汽提，汽提后的常二线油由常二线油泵P-106/1-2抽出，先后依次经常二线I换热器E-109、常二 线 II 换热器换热 E-1 03后和常二线冷却器 E-134 冷却后与常一线混 合后进入电精制部分，精制后出装置

42、。常三线油自常压塔C-102第17层塔板自流常压汽提塔C-103上段（常 三线汽提塔），在此用蒸汽进行汽提，汽提后的常三线油自常三线油泵P-107/1-2抽出并通过常三线油换热器 E-104换热和常三线油冷却 器E-135冷却后与减压侧线合并成一路作为催化原料出装置。常一中油由常一中油泵 P-108/1-2自常压塔C-102抽出，依次经过常 一中I换热器E-110和常一中II换热器E-107与原油换热后返塔。常二中油由常二中油泵 P-109/1-2抽出，经过常二中换热器 E-114与 原油换热后返塔。当车间回炼黑柴油时，黑柴油经常二中回流返塔。 当减压开工时，常压塔底油经常压塔底泵 P-110

43、/1-2 抽出后分为三 路，一路送到减压炉（炉-102 ）进一步加热后进入减压塔 C-104，另 一路作为加热炉燃料， 还有一路直接外甩至催化裂化装置。 当减压不 开工时，一路直接进入减渣 I 级换器 E-118/1-4 ，然后依次经过减渣II 换热器 E-112/1-2 、减渣 III 换热器 E-108/1-2 、减渣油冷却器E-139/1-2 ，后外送出装置；另一路作为加热炉燃料；还有一路直接外甩至催化裂化装置。减压塔 C-104 塔顶气体经三级抽空和三级冷凝冷却后进入减顶油气 分水罐 D-104 进行气液分离。减顶油气分水罐 D-104 分出的污水由减 顶注水泵 P-111/3 抽出后

44、分为两路， 一路作为减顶注水注入减顶馏出 线上，另一路作为污水外送出装置， 还有一路与酸性水合并成一路送 至催化酸性水汽提装置。 减顶油气分水罐 D-104 分出的凝缩油由减顶 油泵P-111/1-2抽出后送出装置。减顶油气分水罐D-104分出的不凝 气送至减顶瓦斯罐作为加热炉燃料。减一线油及减顶循环回流油由减顶回流油泵 P-112/1-2 抽出，经减顶 循环换热器换热 E-102 后经减过汽化油冷却器 E-146 冷却后再经减顶 循环冷却器E-138冷却后分为二路，一路返回减压塔C-104顶部，另 一路与减二线、减三线、减四线、常三线混合出装置。减二线及减一中油由减一中回流油泵 P-113/

45、1-2 抽出后分为二路， 一 路作为减二线热回流返回减压塔C-104，另一路经减一中换热器E-113换热后分为两路：一路作为减一中回流返回减压塔C-104,另一路作为蜡油经减二线换热器 E-105、减二线冷却器E-145冷却后与 减一线、减三线、减四线、常三线混合出装置。减三线及减二中油由 P-144/1-2 抽出后分两路， 一路做为减三线热回 流返回减压塔C-104,另一路经减二中换热器E-117/1-3换热后分为 两部分：一部分作为减二中返回 C-104,;另一部分继续经减三线换 热器E-106和减三线冷却器E-137冷却后与减一线、减二线、减四线、 常三线混合出装置。减四线 P-130/

46、1-2 抽出后分两路，一路做为洗涤油返回减压塔 C-104 洗涤段填料上方，另一路经减四线油换热器 E-120 换热后和减四线冷 却器 E-145 冷却后与减一线、减二线、减三线、常三线混合出装置。 减过汽化油用泵减过汽化油泵 P-115/1-2 抽出后分为二路， 一路作为 洗涤油返回减压塔洗涤段填料上方； 另一路又分为二部分， 一部分与 减渣燃料油合并成一路返回减压塔 C-104 塔底，另一部分与常压过汽 化油合并成一路经减过汽化油冷却器 E-146 冷却后出装置。 减底渣油用泵 P-116/1-2 抽出后，经减渣 I 换热器 E-118/1-2 ，减渣 I 换热器 E-118/3-4 ，减

47、渣 II 换热器 E-112/1-2 ，换热后分为二部分， 一部分作为加热炉燃料， 另一部分经过减渣 III 换热器 E-108/1-2 换 热后经减渣冷却器 E-139/1-2 冷却后出装置。3、 装置的开工及停工3.1装置的正常开工3.1.1开工要求3.1.1.1在厂部和车间领导下，组织职工学习开工方案，明确开工要 求。3.1.1.2开工做到“十不” 不跑油，不串油，不超温，不超压，不出次品，不冲塔，不满塔，不 抽空，不着火，不爆炸3.1.2开工准备3.1.2.1检查装置区各岗所需管线设备，土建，电气，仪表等检修任 务完成情况，场地清洁情况等并验收合格。3.1.2.2准备好各种化工原料，

48、如润滑油， 氨水，破乳剂，缓蚀剂等。3.1.2.3联系好有关部门做好供应水， 电，汽的准备工作， 要求消防， 油品，电气，仪表，化验等单位做准备工作，对电脱盐罐电器部分的 空载送电详细检查并做到正常待用。3.1.2.4向油品车间联系原油，成品油罐安排并确保原油含水量小于 1.3.1.2.5准备好开工“保运队”对机泵进行详细检查，各机泵处于良 好状态。3.1.2.6准备好操作记录，交接班日志等。3.1.3工艺，机动设备检查3.1.3.1塔和容器A.检查各人孔，法兰，螺丝是否拧紧，满帽，管线连接法兰，阀门 是否安好，法兰垫片的材质是否符合规定，安装是否偏斜，松弛。B.液面计、安全法是否安好，放空阀

49、是否关闭。C.电脱盐罐的电极是否平整安正，间距是否符合要求，绝缘部分是否 良好，结构是否牢固，安全保护是否灵敏。3.1.3.2加热炉A.十大件（火嘴、压力表、灭火蒸汽、烟道挡板、看火窗、通风门、 点火孔、防爆门、温度计、自控系统）是否齐全好用、有无泄漏。B.检查炉管、吊架、花板是否牢固，炉膛内部有无杂物，炉管烧焦 变形情况，回弯头有无泄漏。C.检查燃料油，燃料系统等有无缺陷。D.检查燃料油控制系统是否好用3.1.3.3机泵A.检查机泵附件：压力表、对轮罩、油标是否齐全。B.检查地脚螺丝、出入口阀门、法兰螺丝是否把紧。C.用手盘车，并启动空转数圈检查转动方向，盘车有无异音。D.润滑油箱、油杯加足

50、润滑油，冷却水、回流线、暖泵线畅通无阻。3.1.3.4冷换A.冷换设备附件、温度计、压力表、自控系统、热电偶、阀门等齐全 情况。B.冷换设备本身泄露及阀门、法兰泄露情况，排管破裂情况。3.1.4工艺管线检查3.1.4.1管线连接阀门、法兰、螺栓齐全，旋紧丝扣整齐，外露 2-3 丝，阀门、阀心、阀杆灵活，放空阀关死，取样阀上好。3.1.4.2管线附件压力表、热电偶、温度计齐全好用，截止阀单向阀 方向正确，阀门、法兰无泄漏。3.1.4.3管线安装横平竖直，保温油漆等完好。3.1.4.4管线连接对头，无串线，新安管线按照规定试压。3.1.4.5对盲板全面检查，应拆、应盲的全部符合要求。3.1.5其他

51、方面检查3.1.5.1安全设消防灭火蒸汽、消防沙、灭火器材齐全好用，照明齐 全好用。3.1.5.2检修中的木架、抹布、油泥、棉纱、垃圾、冰雪、临时电源 及不用的施工机具等及时清理排除，管沟、下水井应加盖板。3.1.6蒸汽吹扫贯通试压3.1.6.1目的A.用蒸汽对各条管线进行贯通，检查流程是否畅通。B.用蒸汽吹扫管线中的铁锈、焊渣等，清除杂物。C.试验设备管线的密封点，焊口是否泄漏。D.对于新检修设备或工艺管线应按规定进行水冲洗试压检查接头焊缝有无泄漏，水冲洗时，在某些指定部位安临时过滤网。E.操作人员进一步熟悉检修后的工艺流程。3.1.6.2吹扫原则和注意事项A.吹扫前将I.OMPa蒸汽引入装

52、置，蒸汽压力不低于I.OMPa,并将其 分段进行吹扫，在给汽点钱排空放凝。B.各仪表取压点手阀关闭， 待管线吹扫干净后， 再打开贯通仪表引压 线。C.蒸汽吹扫、贯通、试压的总原则时先贯通后吹扫，再试压。D.吹扫前改好流程，必须经过第二者检查无误后，再开汽吹扫。每条 管线必须有专人负责，吹扫完后必须在登记表上签字。E.开汽前首先打开放空，排净冷凝水，开汽时必须缓慢，以防水击损 坏设备。由管内的声音、温度，判断管线畅通与否。F.吹扫管线时应分段吹扫， 首先在拆开的法兰， 调节阀及油表处排污， 代排净后，再向后进行。设备及管线的低点排空阀全面打开排污，尽 可能减少杂物进入设备和换热器。G.分支多的管

53、线要逐条进行贯通吹扫，并且做好登记，防止遗漏。H.在吹扫时对于粗管线可用阀门截止一下，待憋上压力后再打开阀 门，反复数次。I 设备试压时，将安全阀前手阀关死，缓慢给汽，先放空气，见汽 后鳖压，压力表须校验，导管必须贯通。K.贯通吹扫时，有副线 的设备先副线后再进设备，对于机泵，蒸汽 应先走泵出入口连通阀，不能走泵体，吹扫干净后泵体短时贯通。L.各排空点都要排空见汽并畅通，排空时要注意安全，防止伤人， 保压时间为 15-20 分钟，对漏项及问题做好标示和登记。M吹扫时，对于设有连通线的备用泵，待管线吹扫干净后，再将出 入口阀打开，让蒸汽通过。N.换热器吹扫流程，管程和壳程不应同时吹扫，吹扫时，一

54、程给汽, 另一程必须放空，以防鳖压及观察换热器的泄露情况。O.若从管线向塔及容器内吹扫时，应打开塔及容器的上部及下部排 空，在高点排汽，在低点排水，并派专人看住塔和容器上的压力表， 严防塔和容器超压。1-2P 一条管线吹扫干净后，关闭管线最后一道阀门，用蒸汽进行试压， 并记录试压压力及泄漏情况。Q.试压完毕，撤压时应缓慢打开阀门，以免冲坏设备，试压时严禁用 铁器敲打带压管线和设备，同时人不应站在设备和法兰垂直平行方 向，以免蒸汽喷出伤人。R.吹扫时蒸汽应集中使用，防止全面开汽，每一个岗位一次吹扫根管3.2装置的正常停工3.2.1正常停工的要求3.2.1.1搞好思想准备，坚持严格的科学态度和严细

55、的工作作风，制 定行之有效的奖惩方法和责任制， 重点步骤加强力量， 安排好停工组 织，形成车间一班组指挥一条线，保证信号畅通无阻。3.2.1.2做好技术准备，制定好停工方案和专门方案，制定好本装置 和其他有关事项的处理方案，搞好练兵，吸取历次开、停工的经验教 训，练兵分三个台阶进行，即全员练兵，重点练兵（岗位） ，指挥系 统练兵，特别是指挥系统包括班长， 要明确重点工作的保证措施和注 意事项，各项步骤的和横的协调衔接，对难点组织讨论，统一操作， 无论干部还是工人都要参加练兵和考试，达不到要求不准参加停工。3.2.1.3准备工作充分细致， 搞好看板管理， 详细做表， 落实到人头、 时间，停工前的

56、特殊要求要有方案和措施，对盲板要有明细表，专人 负责，按时拆加，签字销号，化验分析要有明细表，按时采样，分存 单存档，管线吹扫，试压要列表， 及时填写好负责人和停、 给汽时间。3.2.1.4安全停工做到“十不” 、“三个一次” “十不”：不跑油，不串油，不着火爆炸，不超温，不超压，不出人 身事故，不误操作，不损坏设备， 不污染环境和设备， 降量不出次品。 “三个一次”：管线吹扫一次干净， 设备容器气体采样一次分析合格， 动火一次成功。3.2.1.5搞好科学智理A.组织落实，分工明确，方案可行，执行认真，正点达到。B.布置任务明确，指挥清楚，下达命令时定时定量，电话联系要报姓 名单位，做好记录。

57、C.记录并保管好下列表格：a. 交接班日志 b. 停工纪实 c. 降量降温曲线 d. 烧焦记录曲线 e. 对 外联系记录 f 盲板记录表 g 管线设备处理登记表 h 公用系统状态表 i 退油扫线进罐安排簿 j 容器设备采样分析表 k 当班内容安排表3.2.1.6在方案中要有具体环保措施，指定专人负责，停工中对生产 存在的矛盾要清楚有对策。3.2.1.7岗位之间，班组之间，车间之间联系工作要先有计划的做好 协商，动作前要先联系，态度和气，问题清楚不含糊，遇事不推，不 靠，不拖，主动抢困难，挑重担，本车间上下工序的连接要融洽，为 下班创造良好的工作条件，交接班状态要清楚明确。3.2.2停工前的准备

58、工作车间1.按厂生产调度停工通知， 同有关单位做好停工前的准备工作， 包括 动力水处理，锍焊队，维修车间。2.制定和讨论停工方案和措施， 明确设备及管线吹扫要求， 建立设备 缺陷和漏点登记本。3.全员练兵，熟悉停工方案，时间安排，特点要求明确各岗位及外围 衔接，进行考试，合格者方可上岗。4.文字图表，停工方案，降温降量曲线，各班工作安排表，车间交接 班本烧焦记录苯，扫线登记表。5.工具：阀门扳手，打人孔扳手，高温部位润滑油，油壶及油桶6.储存检修用的汽、煤、柴油。7.地沟清理8.回收巡检牌比重计量筒温度计等物品。9.确定生产方案及停工前原油加工量10.根据物料平衡情况，保证渣油外送顺利。11.确定燃料是否切换（停工前燃料气）12.督促各岗位把蒸汽引导各给汽点。13.明确不合格油罐安排。14.准备沙子和黄土。15.破乳剂，缓蚀剂按停工时间计算好用量，以